Анализ бюджетного права

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………..

  1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
    1. Геологическая характеристика месторождения……………………
    2. Основные фильтрационно-емкостные параметры месторождения ……………………………………………………...
    3. Энергетическая характеристика залежи…………………………...

2.Оборудование, применяемое при эксплуатации  скважин и режимы его работы………………………………………………………………..

2.1 Анализ  фонда скважин……………………………………………...

2.2 Техническая  характеристика оборудования и  режима работы ШСНУ……………………………………………………………………

3. Выбор  и расчет подземного и наземного  эксплуатационного оборудования  ШСНУ……………………………………………………

4. Проведение  планово-предупредительного ремонта  подземного и поверхностного  оборудования ШСНУ………………………………...

4.1 Эксплуатация, транспортирование и хранение  насосных штанг...

4.2 Эксплуатация  и ремонт штанговых насосов………………………

4.3 Обслуживание  скважин, оборудованных ШСНУ…………………

5. Техника  безопасности и противопожарные  мероприятия при эксплуатации  скважин, оборудованных ШСНУ………………………

Заключение……………………………………………………………....

Список  использованных источников…………………………………..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Сергеевское  месторождение эксплуатируется механизированным способом, ШСНУ и УЭЦН, причем количество скважин оборудованных ШСНУ, составляет 78%. Среднесуточный  дебит   скважин   оборудованных ШСНУ, по нефти занимает доля в общем, объеме добычи нефти 71.2%.

Несомненно, такое преобладание скважин оборудованных  ШСНУ по сравнению с количеством  скважин оборудованных УЭЦН, а  также соответствие объемов добычи нефти, заставляет руководство НГДУ " Уфанефть ", более внимательно и ответственно относится к подбору оборудования и режимов его работы, его обслуживанию и проведению планово-предупредительных ремонтов.

Тема настоящего курсового проекта не потеряла актуальности на сегодняшний день, а наоборот получила новый толчок к развитию и совершенствованию, несмотря на то, что ШСНУ используются в добыче нефти  несколько десятков лет.

Условия работы ШСНУ в течение длительного исторического  периода не оставались постоянными. Потому что в настоящее время  большинство месторождений России вступили в  позднюю  стадию  разработки,  которая характеризуется:    падением    пластового    давления;

увеличением обводненности и общим снижением объема добычи нефти.

В настоящее  время при таких условиях работы, для достижения эффективной работы ШСНУ, вносят следующие изменения  в работу: уменьшают количество качаний  при помощи   специального   устройства   разработанного Октябрьским  филиалом УГНТУ совместно с НГДУ "Туймазанефть" до одного оборота в минуту или переводят на периодическую работу при экономическом обосновании себестоимости добычи одной тонны нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Геологическая  характеристика месторождения

Разрез  месторождения, вскрытый на глубину 3472 м, представлен  осадочными  породами  протерозоя, палеозоя и кайнозоя.             Промышленно нефтеносны: в среднем  и верхнем карбоне, песчано-алевролитовые   пласты Дкн.3, 2 и 05, залегающие на глубине 2080-2230, м в нижнем карбоне, карбонатные  коллекторы турнейского яруса и         песчаники бобриковского    горизонта    визейского    яруса, находящегося на глубине 1930-1760,м. Месторождение включает 74 залежи нефти.

Структура    месторождения    в    девоне    и нижнекаменноугольных   слоях   образована   слегка изогнутой моноклиналью, падающей к юго-востоку под углом 0-20'-0-40'. Вверх по восстанию слоев моноклиналь пересекается разломом-грабеном. Кроме того, структура месторождения осложнена поперечными и оперяющими разрывами, полукуполами и структурными террасами. Все залежи кроме одной расположены на юго-восточном крыле разлома. Большинство из них тектонически экранируются сбросами. Поэтому месторождение в целом относится к тектонически-экранированному типу.

Месторождение состоит из 4 нефтепромысловых площадей: Северо-Сергеевское, Сергеевское, Южно-Сергеевское и Благовещенская.

На Сергеевской и Северо-Сергеевской площадях залежи, перекрываясь в плане, образуют сплошную нефтеносную зону протяженностью 31,5 км. Две другие отделены от них зонами непродуктивных пород.

Северо-Сергеевская площадь самая крупная на месторождении по размерам и содержит запасов(63% балансовых и 72% извлекаемых). Длина нефтеносной площади 24.5 км, ширина7-15 км. Залежи нефти в песчано-алевролитовых пластах Дкн, Д1 ,Д2  и Д4 залегают довольно

компактно   в   интервале терригенной толщи  девона, мощность которой не превышает 30-37 м. В плане залежи перекрываются 2-4 раза. Н пределах площади имеется зоны слияния пластов Дкн,01 и D2 и существует гидродинамическая связь между ними. Важная часть в строении принадлежит поперечным   тектоническим экранам. Они разделяют площадь на пять блоков с самостоятельными ВНК,  которые располагаются на отметках (с юго-запада на северо-восток) 2016, 2012, 2002, 1992, и 1996 метров. Залежи в пластах D1 и D2, содержащие основные запасы площади, относятся к тектонически-экранированному типу, в пластах Дkh и Д4 к литологически и тектонически экранированным типам.

Сергеевская площадь, вторая по величине запасов. содержит залежи нефти в  песчано-алевролитовых пластах Д1 и Дkh терригенный девон (нижний объект разработки), в карбонатных коллекторах черепецкого горизонта и песчаниках бобриковского горизонта (верхний объект разработки). Размеры залежей в терригенном девоне по сводному контуру нефтеносности пластов, Д1 и Дkh 4,5 на 2,5 км. Эти пласты на значительной части площади сливаются. Начальный ВНК их находится на отметке 2024 м. Залежи в черепецком горизонте связаны с семью маломощными пачками   карбонатных   коллекторов,   разделенных плотными породами. Каждая пачка самостоятельную залежь.   Размеры нефтеносной зоны  черепецкого горизонта 7 на 3,5 км. Залежь бобриковского горизонта приурочена к небольшому куполу, размеры ее 2 на 2 км. Высота залежи 15 м. Залежи верхнего и нижнего объектов   разработки   на   Сергеевской   площади разделяются толщей  плотных и водоносных пород, мощностью до 250 м.

На Южно-Сергеевской площади залежи нефти содержатся в пластах, Д1 , Д2 и Дkh терригенного девона и карбонатных коллекторов черепецкого и кизеловского горизонтов. Основные запасы связаны с линзами пласта  Дkh. Залежи не образуют сплошную нефтеносную зону. они рассредоточены на четырех небольших участках, размеры их от 7,5на 3 до 2 на 2 км. Залежи в Терригенном девоне и кизеловском горизонте литологического типа, в черепецком горизонте массивного типа. На Южно-Сергеевской плошали залежи в пластах Д1 , Д2 и Дkh, в плане перекрываются и располагаются выше по разрезу на 270-300 м. Из четырех залежей турнейского яруса лишь одна совпадает в плане с девонскими залежами (скв.№ 65).

На Благовещенской площади имеется одна залежь в пласте Д1 размер 7,5 на 1,7 км. Залежь тектонически экранирована. Нефтеносность различного характера в пределах  Сергеевского месторождения отмечена по всему разрезу палеозоя от кунгурского яруса нижней перми до терригенных   отложений   девона.   Промышленные скопления нефти установлены в песчаниках терригенного девона и угленосной толщи, а также в известняках доманиковского горизонта и турнейского яруса.

Нефти терригенного девона, доманиковского  и черепетского горизонтов близки между собой и обладают хорошими качествами. Нефти же угленосной толщи и кизеловского горизонта характеризуются близкими свойствами между собой, довольно резко отличаются от нижележащих пластов

Этот факт дает основание для предположения  о надежной изолированности залежей  терригенного девона и черепетского горизонта от залежей угленосной толщи и кизеловского горизонта. Разделом являются аргиллиты и глинистые известняки, залегающие в верхней части черепетского горизонта и препятствующие дальнейшей вертикальной   миграции   нефти   из   нижележащих отложений. Выявлено значительное число водоносных горизонтов приуроченной к карбонатной и терригенной частям вскрытого    комплекса осадков .    Установлена водоносность низов верхнефранских и мендымских отложений,  представленных  пористо- трещиноватыми карбонатными      породами.      Вода   сильно метаморфизирована

 

1.2 Основные  фильтрационно-емкостные параметры  месторождения

 

Пористость  песчано-алевролитовых пластов изменяется в пределах  15,4-20,2,% : карбонатных 7-9%, проницаемость соответственно 149 и 523 мД.

Начальная нефтенасыщенность по керну для чисто нефтяных зон    песчано-алевролитовых    пластов колеблется от 89,5%   до 93% , а по промыслово-геофизическим данным 88,5-91,% Начальная нефтенасыщенность карбонатных коллекторов по промыслово-геофи-зическим данным составляет 86.4-88.6%.

 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа.

Свойства  нефтей в пластовых условиях изучены по результатам анализов глубинных проб.  Давление насыщение нефти газом по всем залежам месторождения ниже первоначального пластового давления в 2 - 2,2раза.  Средние значения плотности нефти в пластовых условиях составляет 0,810-0,853 г/см3.Среднее значение вязкости пластовых нефтей терригенного  девона, содержащего основные запасы нефти, изменяются в пределах2,7 - б,5,сП, нижнего карбона 2,9 - 12,5сП.см. таблицу № 1

1.3 Энергетическая характеристика залежей.

Для большинства  залежей законтурная область  питания имеется лишь с юго-восточной  или восточной сторон. В других направлениях залежи тектонически и  литологически экранированы, В залежах месторождения отсутствуют газовые шапки и начальное пластовое давление,  значительно   превышающее давление насыщения.

В ближайшей  законтурной области коллекторы пластов Дкн, Д1, и Д 2,содержащих основные запасы нефти месторождения, уменьшаются в мощности, а фильтрационные свойства их понижаются. По этой причине в начальный период разработки месторождения происходило    сравнительно    быстрое    снижение пластового давления.

Значение  начального пластового давления всех залежей   месторождения   были   несколько   выше гидростатического. Градиент давления равен 0.105 - 0.1 кгс/см .В соответствии с указанной величиной, залежи относятся к группе залежей с нормальным пластовым давлением.

Исходя из особенностей строения, следует считать, что первоначальный режим работы залежи пластов Д1, Д2 и Д, некоторых относительно крупных залежей Дкн,    Д4    и    бобриковского        горизонта упруговодонапорный с преобладанием упругой энергии. В настоящее время   в   связи   с   применением внутриконтурного и законтурного заводнения режим работы указанных залежей водонапорный.

Режим работы залежей в небольших линзах пласта Дкн обусловлен упругой энергией. Первоначальный режим работы залежей турнейского яруса упругий с незначительным дополнением водонапорной энергии

 

 

 

 

Таблица № 1.1.

Параметры пластовой нефти

Наименование

 

 

Значения по пластам

терригенный девон

нижний карбон

Д4

Д2

Д1

Дкн

черепет.

кизелов.

бобрик.

Давл.нас. Рнас.кгс/см2

98

98

102

105

51

35

58

Газосодерж, f м5 /т

48

55

65

65

51

22

59

Газосодерж.

M3/ M3

43

49

57

57

45

20

52

Обьемн. коэф.

1,130

1,150

1,175

1,185

1,105

1,076

1,156

Вязкость нефти мн пл,сП

6,3

4.5

3,0

2,7

4,3

12.5

2,9

Плотность нефти г/см3

0,853

0,827

0,817

0,813

0,875

0,863

0,810

Молек. вес

242

235

224

219

213

232

105

Содерж. % вес

 

 

 

 

 

 

 

Серы

2,4

2,4

2.2

2.2

2,6

2.9

2,1

Смола селикагелев.

16,8

15,8

14,

12,8

13,6

15,8

10,7

Парафинов

2,6

2,6

2,7

3,2

2,9

2,7

3,2

Асфальтенов

5.2

5.0

3.2

1.0

3,3

6.1

1,6

Компонентный состав разгазированной нефти

Этан

0,52

0,70

0,65

0,61

 

 

0.72

Пропан

2,34

3,56

3,24

3,33

 

 

3,36

Изобутан

0,61

1,03

1,68

1,14

 

  

0.82

Н-бутан

3,0

4,21

4,43

4,08

 

  

4,05

Нзопептан

1,54

2,99

2,75

2,65

 

  

1,95

Н-пентан

2,22

3,39

3,55

3.54

 

  

2,91

Н-гексан

4.37

7,04

4.00

4.17

 

  

4,68

Н-гептан

не определялся

С7+высш

84,4 0

77,0 8

80,7

80,4 8

 

 

81,21

Мол.вес остатка

242

229

219

220

 

 

205


 

Таблица № 1.2.  Значения коэффициентов продуктивности и проницаемости,    по    данным    гидродинамических  исследований

Пласт

№ скв

Интервал

 

исследов

К прод. т/сут* атм.

К прон

Метод определения

 

Д1

6

2171,4-2182,0

4.50

0,497

По индикаторной

кривой

 

16

2158.0-2159.2

2-06

0.256

 

 

16

10

2162,0-2164,6

1,74

0,216

КВД

 

20

2141,4-2143,2

0,20

0,0175

По индикаторной кривой

 

32

J^

2172,6-2178,3

1,10

0,285

U.^OJ

 

 

32

2172,6-2178,3

1,215

0,362

^,-/ ^*-

 

 

48

2140,0-2144,4

0,775

0 079

 

Д°кн

4

2192,4-2194,4

0.169

0,047

 

Дкн

29

2207,6-2211,2

0,286

0,044

 

С1

13

1904,0-1906,5

0,45

0,053

 

 

 

 

 

 

 

 

17

1 /

1913,0-1914,0

0,33

0,015

 

 

8

 

1829,0-1833,0

0,65

0,332

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И РЕЖИМЫ ЕГО РАБОТЫ

2.1 Анализ фонда скважин

Анализ  фонда скважин произведен по нефтепромыслу  №1 и представляет собой следующую картину. Всего на 30.06.99г. в эксплуатационном фонде числится 142 скв. из которых 85%, или 122скв. дают нефть и газ, из которых 81% или 100 скв. оборудованы ШСНУ, 18%, или УЭЦН,1% или 2 скв. УЭДН и 1 скв. фонтанная. В бездействующем фонде числится 11,9% или 17 скв. Из которых 12 скв. оборудованы ШСНУ и 1 скв. УЭДН. Всего за полгода нерентабельны при эксплуатации 8% или 1 2 скв.

В не эксплуатационном фонде числится на 30.06.99г. 136 скважин. Из которых наблюдательных 60% или 82 скв.,  водозаборные 1 скв. и ликвидированные по различным причинам 26% или 36 скв. Фонд скважин соответствует проектным показателям и обеспечивает необходимый отбор заданного объема нефти.

Типовые неполадки станков-качалок

Основные  типовые неполадки и осложнения при различных способах эксплуатации и практикуемые методы устранения и  предупреждения осложнений. Так как  подавляющее количество скважин  оборудованы ШСНУ,   соответственно   наибольшее   количество неполадок  приходится именно на эти установки  и НГДУ "УФАНЕФТЬ" располагает  мощной ремонтной базой. Так как  ШСНУ состоит из наземного  и подземного оборудования; неполадки при эксплуатации такой установки подразделяются соответственно.

Нижняя  головка шатуна

а) поворот  вала

б) поломка  втулки

в) облом вала

г) поломка  гайки

д) поломка  подшипника

 

Кривошип

а) износ  отверстия

б) разрыв, искривление

 Балансир

а) обрыв  головки 

6) поломка  крышки подшипника

 

Опора балансира

а) поломка  подшипника

б) поломка  крышки подшипника

 Опора  траверсы

а) поломка  подшипника

б) поломка  крышек

 Обрыв  шатуна . Редуктор

a) поломка подшипника

б) заклинивание или поломка шестерен

в) ослабление посадки шестерен на валу

г) износ  валов в месте посадки шестерен

Помимо  этого существуют сезонные профилактические работы по регулированию установки, а именно:

центровка станка-качалки  весной при отмерзании грунта; в  сырую погоду необходима регулировка  ремня из-за ослабления натяга.

На месторождении  скважины оборудованы следующими типами станков-качалок:

 

-7СК-8-3,5-4000

-7СК-8Ш-3,5-4000

-CKH-10-3012

-CKH-10-3315

-КР-9Т

-ПШГН-83-5500

-СКД-8-3,0-4000

К поломкам подземного оборудования относятся  неполадки насоса и насосных штанг. Насосные штанги из-за    знакопеременных    нагрузок    обрываются. растягиваются и искривляются. К поломкам насоса относятся:

а)  негерметичность  клапанов,  всасывающих и нагнетательных.

б) заклинивание пары плунжер-цилиндр 

в) деформация цилиндра, смятие, трещины.

г) неправильная подгонка насоса с замковой опорой

д) обрыв  штока

На  месторождении  скважины  оборудованы следующими типами насосов;

- НСВ1Б - 3 2

-НСВ1-32

-HCB1Б-28

-НВ-29

-НСН2-43

-НСВ1Б-38

-ВСТАВ-32ИЖ

-ВСТАВ-32RB

 

 Аварии  по станкам-качалкам:

-7СК 8Ш-3,5-4000       28

-С К 8 - 3,5-4000        42

-СКН10-3012             8

-СКД-8 3,0-4000         3

-ИТ-9Т                  8

На  Сергеевском  месторождении скважины, оборудованные    ШСНУ    добывают    нефть    с обводненностью не выше 37%, а скважины оборудованные УЭЦН дают продукцию с обводненностью более 90%.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица № 2.1.

Технологический режим работы скважин, оборудованных  ЭЦН на июль 1999г. Действующий фонд.

№

Скв.

Диам Э.К

,мм

Тип насоса/ Тип двиг.

Н, под, м

К,

под

Ндин / Нст

Утвержд. дебит

 

внут.

нар.

 

 

 

 

Qh,t/ сут

%, вод

Ож, м3/сут

 

1191

130

146

ЭЦН-5 80-1550 ПЭД-45-11785

1740

0.3

1481

1.2

94

22,3

1194

130

146

ЭЦН-5-8O-I8OO ПЭД-45-117В5

1900

0.8

1259 900

0.9

98.0

48.4

49

128

146

ЭЦН-50-1700 ПЭД-32-103В5

1700

0.7

1280

13.8

53.3

33.6

751

132

146

ЭЦН-50-1550 ПЭД-40-103В5

1790

1.4

1210 486

3.2

95.0

73.5

1016

132

146

ЭЦН-5-20-1800 ПЭД-28-103В5

1740

1.5

884

17.8

32.7

30

1063

132

146

ЭЦН-5-250-1400 ПЭД-90-117лв5

1450

1.5

418

3.2

99

360.3

258

132

146

УЭДН5-6.3-1300

1300

0.4

657

2.3

5.3

2.7


 

Таблица .№ 2.2.

Технологический режим работы скважин оборудованных  ШСНУ на июнь 1999 г. Действующий фонд.

№ Скв.

Диам. Э.К. ,мм

Тип насоса/Тип двиг.

Н,

подв.

Режим СК

Ндин /Нстат м

К

под ачи

Утвержд. дебит

 

внут.

нар.

 

 

S

Н

 

 

Qh, т/сут

%воды

 

Ож м3/сут

285

132

146

НСВ1Б-32  СКН10-3315

1320

1,5

5,0

115S 1080

1,1

1,2

13,7

1,6

291

13

146

НСВ1-32

СКН 10-3315

1375

1.2

5.0

1160 1092

0,3

1,7

2,7

2,0

290

126

146

НСВ1-32

СКН 10-3315

1560

1,5

5,5

1235

0,4

3,3

5,5

4,0

286

126

146

НСВ1Б-28

СКН10-3315

1440

1,5

4.5

330

0,5

2,3

14,4

3,0

20

126

146

HB-29

СКН10-3012

1440

1,5

5,5

278

 

0,1

91,2

1,3

1560

128

140

HCH2-43

7CK8-3,5-4000

1256

1,6

4,0

372 334

0,7

3,3

66,3

11

412

128

140

НСВ1Б-38

7CK8-3,5-4000

1184

2,1

4,0

820

1,0

10,7

6,3

13

1139

130

146

ВСТАВ-32ИЖ 7СК8Ш-3,5-4000

1300

1,6

4,0

1100

770

0,7

1,3

72,8

5,4


 

 

 

 

 

Таблица № 2.3.

Промысловые исследования

Виды исследований

1997

1999

 

Количество исслед-ных скв.

Количество нсслед-ных скв.

Количество исслед-ных скв.

Количество исслед-ных скв.

Замеры пластовых давлений

102S

489

925

361

Замеры забойных давлений

29

22

14

8

Опред. динам, уровней

4208

798

3815

841

Опред. стат. уровней

3525

891

3295

945

Динамограф.скв.

4716

850

5467

808

Исслед. нагнет. скв.РГД-5

61

59

76

61

Отбор глуб. проб пласт, н.

6

2

13

7

Исслед. профиля притока дистан. прибором,через затруб. простр. в скв. оборуд. ШСНУ.

15

15

1

1


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2Техническая  характеристика оборудования ШСНУ

Станок-качалка  индивидуальный механический привод нефтяных штанговых скважинных насосов, применяется  в районах с умеренным и  холодным климатом.

Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная  к балансиру, редуктор с кривошипами  и противовесами. Комплектуется  набором сменных шкивов для изменения  числа качаний. Для быстрой смены  и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Таблица № 2.4. - Техническая характеристика станков-качалок

Анализ бюджетного права 📙 Реферат → 🆔 22422

Анализ бюджетного права 📙 Реферат → 🆔 22422

Анализ бюджетного права